致密储层物性下限确定新方法及其应用

文中应用储层孔隙度、渗透率、储层产能、压汞测试和致密储层临界孔喉半径等分析资料,提出了2种求取致密储层物性下限的新方法:一是利用储层物性与产能相结合的经验统计法,分别对工业油层和低产油层储层物性按累计概率丢失10%进行统计分析,确定工业油层的物性下限为孔隙度ф=7.20%、渗透率K=0.050×10-3μm2,低产油层的物性下限为ф=4.50%,K=0.030×10-3μm2;二是利用致密砂岩临界孔喉半径与压汞资料相结合的函数拟合法,所确定储层物性下限为ф=4.48%,K=0.023×10-3μm2。考虑到经验统计法得到的低产油层储层物性下限值与函数拟合法得到的值近乎一致,故取该下限值作为研究区致密储层的物性下限。研究区储层孔喉分布特征亦表明,物性低于该下限值的储层,其孔喉整体小于致密储层临界孔喉,为无效储层。     

苏里格气田东区致密砂岩气藏储层物性下限值的确定

鄂尔多斯盆地苏里格气田东区下二叠统山西组山2段、山1段及下石盒子组盒8段致密砂岩储层具有典型的低孔、低渗特征,目前使用的储层物性下限值可能偏高。为此,采用经验统计法、孔隙度-渗透率交会法、最小流动孔喉半径法、测井参数法等多种方法对该区物性下限开展了进一步研究,并通过单层试气成果和产能模拟法验证了新确定的下限值。结果表明：盒8段砂岩孔隙度下限值为5.0%,渗透率下限值为0.10 mD,含气饱和度下限值为55%;山1段孔隙度下限值为4.0%, 渗透率下限值为0.075 mD,含气饱和度下限值为55%;山2段砂岩孔隙度下限值为3.5%,渗透率下限值为0.075 mD,含气饱和度下限值为45%。重新认识和确定储层物性下限值,对该区油气勘探后备储量的精确计算具有重要意义。     

二连盆地阿南凹陷白垩系腾一下段致密油有效储层物性下限研究

二连盆地阿南凹陷白垩系腾格尔组一段下亚段是该凹陷致密油勘探的主要目的层系,发育沉凝灰岩和砂岩2类有利的致密储层。腾一下段致密储层孔隙度、渗透率变化范围较大,含油非均质性强,受物性条件控制明显。在物性、试油、压汞等分析资料基础上,运用含油产状法、经验统计法、分布函数曲线法、试油法和最小有效孔喉法等多种方法,综合厘定了腾一下段致密油储层物性下限:其中沉凝灰岩类有效储层孔隙度下限为4.0%,渗透率下限为0.008×10-3 μm2;砂岩有效储层孔隙度下限为5.0%,渗透率下限为0.05×10-3 μm2。有效储层下限的确定可为致密油"甜点"储层预测、资源潜力评价和勘探目标优选提供依据。      

低孔、低渗致密砂岩储层物性下限值的确定——以川中P地区须二段气藏为例

储层物性下限的确定是关系到油气勘探、开发决策的关键问题。四川盆地中部P地区上三叠统须家河组须二段气藏致密砂岩储层具有典型的低孔隙度、低渗透率特征,前期勘探中由于没有精确确定有效储层的物性下限,导致试气段多次出现干层,给勘探开发工作带来较大影响。为此,综合利用岩心物性、压汞、试气等多种资料,采用经验统计法、孔渗关系法、最小流动孔喉半径法(水膜厚度法、Purcell法、Wall法)、产能模拟法、物性试气法等多种方法,分别获得其孔隙度、渗透率的下限值。在此基础上,采用算术平均法对该区储层的物性下限进行了综合确定,确定出该区须二段有效储层孔隙度的下限值为5.85%,渗透率的下限值为0.037mD。由于通过多种方法相互验证,避免了单一方法在物性下限取值时可能产生的较大偏差,确定出的储层物性下限值较为准确,并得到了新近试气资料的证实。该成果对气藏储量的精确计算和后续开发生产都具有重要意义。     

鄂尔多斯盆地长7油层组有效储层物性下限的确定

鄂尔多斯盆地长7油层组在湖盆中心大面积连续分布,孔隙度主要分布在4%~12%,渗透率一般小于0.3m D,属于典型的致密砂岩储层。而划分致密油含油边界关键技术之一是确定有效储层的物性下限。在测井解释、试油数据、储层物性分析等地质资料的基础上,根据统计学原理和超低渗透油藏流体渗流机理,分别采用经验统计法、物性试油法、孔隙度—渗透率交会法、油气驱替模拟实验法以及最小流动孔喉半径法5种方法,对该区有效储层物性下限展开研究。经过研究和综合对比,确定了长7油层组有效储层物性下限值为孔隙度5.7%、渗透率0.0276m D。     

鄂尔多斯盆地胡尖山地区长4＋5油层组储层特征研究

对胡尖山地区长4＋5油层组的岩心、测井、铸体薄片、扫描电镜、物性和压汞等资料的分析表明：该区岩石类型主要为岩屑长石砂岩和长石砂岩;孔隙类型主要为粒间孔和长石溶孔：储层孔隙度为10．86％,渗透率为0．56mD,为低孔、特低渗、致密-近致密储层。该区成岩作用主要包括压实作用、胶结作用和溶蚀作用,其中绿泥石膜对原生粒间孔的保存以及溶蚀作用对储层的孔渗性均具有建设性作用。以储层特征参数和孔隙结构参数为基础,对胡尖山地区长4＋5油层组储层进行了分类评价,并将其分为4类,其中Ⅱ类和Ⅲ类储层是该区主要的储集层类型。     

致密砂岩储层物性下限的确定——以鄂尔多斯盆地陇东地区山1段为例

鄂尔多斯盆地西南部陇东地区上古生界下二叠统山西组1段属于典型的"低孔、低渗"致密砂岩储层,目前该区域处于勘探评价阶段,储层物性下限尚无统一标准,试气过程中多有干层出现,给评价工作的进展及钻采工艺技术的应用带来困难。因此,通过综合分析岩心资料、测井资料、测试成果,采用孔渗交会法、经验统计法、物性试气法、测井参数法多种方法计算得到物性下限。根据压汞资料,利用最小流动孔喉半径法建立孔喉中值半径与物性参数的拟合关系式,计算出物性下限。最后以5种方法计算结果的算术平均值作为陇东地区山1段储层物性下限,研究结果表明:①综合计算陇东地区致密砂岩储层孔隙度下限为4.6%,渗透率下限0.06 mD;②利用多种方法计算相互验证确定储层物性下限,降低了单一方法对物性下限确定的偏差,取值更为合理;③物性下限的科学确定对于推进评价工作进展、计算地质储量、制定开发技术对策及确定气井的生产方式具有重要的指导作用。     

鄂尔多斯盆地长7段致密油成藏物性下限研究

鄂尔多斯盆地延长组长7段致密砂岩储层在湖盆中心大面积分布,成藏期的储层物性下限是决定油气是否充注储层的重要参数。运用恒速压汞和纳米CT扫描技术分析了长7段湖盆中心渗透率小于0.3×10-3 μm2、孔隙度小于12%的致密砂岩储层的物性及微观孔喉特征。结果表明,其平均孔隙半径为160μm,喉道半径不超过0.55μm,均值为0.33μm。在分析致密油成藏期储源压差、原油物理性质及盆地流体特征的基础上,结合致密储层油气驱替模拟实验及最小流动孔喉半径法,综合确定了研究区长7段致密油成藏期油气开始充注时的孔喉下限为14 nm,孔隙度下限为4.2%,渗透率下限为0.02×10-3 μm2,要达到含油饱和度超过40%而实现致密油的大面积连续分布,孔喉半径下限应为0.12μm,孔隙度下限为7.3%,渗透率下限值为0.07×10-3μm2。      

鄂尔多斯盆地东部致密砂岩气成藏物性界限的确定

为了研究鄂尔多斯盆地东部上古生界致密砂岩储层天然气充注成藏的物性界限,分析微观孔喉内天然气的受力状态,综合考虑了束缚水膜、浮力、毛细管阻力、异常超压和水动力等参数对天然气充注成藏所起的作用。将束缚水膜厚度作为天然气可充注进入致密储层的最小孔喉半径,核磁共振测试获得了岩心束缚水饱和度并据此计算了束缚水膜的厚度,综合分析得出孔喉半径下限为10 nm。利用浮力和毛细管阻力的平衡状态计算得出的临界孔喉半径作为最大孔喉半径,通过先确定主要含气层段在不同地质时期的气柱高度,据此计算得到的临界孔喉半径作为孔喉半径上限。通过常规压汞测试结果建立了孔喉中值半径与物性参数的拟合趋势,再将孔喉半径上、下限带入拟合趋势中推算得出相应的物性界限参数。物性界限推算结果为：下石盒子组八段成藏物性孔、渗参数下限分别为4% 和0.1 mD,早白垩世末期储层孔、渗参数上限分别为13% 和1.8 mD,现今储层孔、渗参数上限分别为14% 和2.0 mD;山西组二段三亚段成藏孔、渗参数下限分别为2% 和0.01 mD,早白垩世末期储层孔、渗参数上限分别为8% 和1.0 mD,现今储层孔、渗参数上限分别为9% 和1.4 mD;太原组成藏孔、渗参数下限分别为3.5% 和0.02 mD,早白垩世末期储层孔、渗参数上限分别为11% 和1.1 mD,现今储层孔、渗参数上限分别为12% 和2.0 mD。     

准噶尔盆地乌—夏地区二叠系风城组致密油储层特征

近年来,致密油已成为国内外油气勘探的新热点.通过岩心、普通薄片、铸体薄片、扫描电镜、阴极发光薄片的观察和鉴定以及物性压汞数据分析,对准噶尔盆地乌—夏地区二叠系风城组致密油储层岩石类型、储集空间特征、物性特征及储层“甜点”区主要影响因素进行了系统研究.结果表明：风城组主要发育5种岩石类型：云质岩类、凝灰岩类、砂岩类、泥岩类和盐岩类,并以云质岩类为主;致密油储层常见4类储集空间类型：裂缝、溶孔、晶间孔和原生粒间孔,其中裂缝占储集空间的53％,溶孔占储集空间的35％;油层属典型低孔、低渗致密储层,孔隙度为1％～10％,平均为3.86％,渗透率＜2 mD的样品占85％以上,平均为0.17 mD;致密油储层“甜点”区主要受白云石化、裂缝和溶孔发育程度等的共同影响.     

白狼城地区长2储层四性关系及有效厚度下限研究

为提高目的层段油藏测井解释和有利区域预测的精度,利用砂岩薄片、铸体薄片和扫描电镜等技术手段并结合测井资料对白狼城地区长2储层的"四性"关系进行研究,认为长2储层属于典型的中孔低渗油层:储层岩性主要为中-细粒长石砂岩,成分和结构成熟度均中等;储集空间以粒间孔和溶蚀孔为主;岩性、物性的差异控制了储层油藏的富集程度,并确定了...     

基于物性上、下限计算的致密砂岩储层分级评价——以苏北盆地高邮凹陷阜宁组一段致密砂岩为例

致密储层分级评价是致密油资源评价的核心内容之一,通过确定致密油储层的不同物性界限能准确有效的建立致密储层分级评价标准,为致密储层分级提供理论依据。以高邮凹陷阜宁组一段致密砂岩储层为例,运用含油产状法、核磁共振法确定了致密储层的含油物性下限,运用核磁共振法、最小流动孔喉半径法、试油法等确定了致密储层的可动物性下限,运用力平衡法确定了致密储层的物性上限;结合致密储层的渗流特征并辅以孔隙结构分类验证,建立了致密砂岩储层的分级评价标准,将高邮凹陷阜宁组一段致密砂岩储层划分为无效致密储层、致密含油储层、可动致密储层及易动致密储层4个级别,渗透率界限分别对应0.07×10^-3,0.12×10^-3,0.50×10^-3和1.13×10^-3μm²。致密储层的分级结果与储层试油试采结果相一致,印证了利用致密储层物性界限进行致密储层分级评价的准确性和适用性。     

致密砂岩油藏有效厚度的确定方法 ——以苏北盆地阜宁组和戴一段为例

致密砂岩油藏储层的低孔低渗透特征使其不易辨别有效储层和无效储层,为了经济有效地开发致密砂岩油藏,对其有效厚度的确定进行了重新认识。针对致密砂岩油藏储层致密、物性差等特点,结合岩性、物性、含油性和电性等四性关系,以苏北盆地阜宁组和戴一段致密砂岩油藏为例,在岩心分析、试油、压汞和测井曲线等资料的基础上,运用核磁共振、经验统计和最小流动孔喉半径等5种方法确定储层物性下限及电性下限值,并相互验证。在确定的有效厚度下限标准的基础上,对研究区5口井做实际应用分析,对比见油岩心长度和测井解释有效厚度发现绝对误差为-0.15 m,层划准率为100%,此标准与实际资料吻合较好。     

体积压裂技术在红台低含油饱和度致密砂岩油藏的应用

红台低含油饱和度致密砂岩油藏直井常规压裂增产幅度小、稳产期短,难以形成商业开采价值。为实现该类油藏的增产、稳产以及解决见油周期长的问题,进行了体积压裂可行性评价和实施效果分析,利用形成复杂缝网的体积压裂技术解决增产、稳产难题。在确定影响该油藏体积压裂效果的主要因子（物性和压裂液量）和次要因子（砂量和平均砂比）基础上,优化压裂方式和工艺参数,解决见油周期长的问题,最终形成了分层系水平井开发、控制压裂液量600 m3/段、保持砂量规模60 m3/段,提高平均砂比至22%的体积压裂技术体系。现场试验结果表明,同比相同物性的直井,水平井体积压裂见油排液周期缩短43.6%,日产油提高47.4%,有效期提高25%,为同类油气藏开发提供借鉴。     

库车前陆盆地深层高效致密砂岩气藏形成条件与机理

由于深层油气勘探成本高,因此钻前预测深层致密砂岩气藏的含气性显得尤为重要。库车前陆盆地深层致密砂岩气田具有高丰度、高含气饱和度、高压、高产、稳产的特征,为高效致密砂岩气藏。在对致密砂岩气藏含气性影响因素及机理的理论分析基础上,以库车前陆盆地深层大北、克深、迪北等高效致密砂岩气田为例,通过与四川盆地、鄂尔多斯盆地典型致密砂岩气藏的对比分析,探讨了库车深层高效致密砂岩气藏的形成条件与机理。结果表明,库车前陆盆地深层高效致密砂岩气藏的形成条件可归结为超压充注、裂缝发育、"早油晚气"成藏过程和优质保存条件4个方面。其中超压充注和裂缝发育是库车前陆深层高效致密砂岩气藏形成的最主要因素;优质烃源岩条件及其造成的高源储压差和超压充注是致密砂岩形成高含气饱和度的前提条件;裂缝发育控制了致密砂岩气藏的成藏、富集与高产;早期油充注对储层润湿性的改变有利于晚期天然气的充注,而优质膏盐岩盖层保存条件则是气藏保持超压和高含气饱和度的关键。这4个方面有利因素的匹配使库车前陆盆地能够形成有别于其他盆地的高丰度、高含气饱和度和高产的致密砂岩气藏。在致密砂岩储层基质物性相差不大的情况下,源储过剩压差、裂缝发育情况、保存条件和现今地层超压情况是深层致密砂岩气勘探评价中需要考虑的最主要因素。     

一种特低渗透油层有效厚度标准研究

低渗透储层有着不同于常规储层的测井响应,其测井响应中来自油气的成分少,有生产能力的低孔隙度储层与无效层段之间的差异很少,测井解释的难度很大。针对白豹油田长3、长4＋5低渗透油层有效厚度及其夹层的测井响应特征,利用自然伽马、自然电位、声波时差、密度、中子、微电极等多种测井曲线,结合岩心分析、地质及试油等资料综合对比研究,充分利用了测井资料识别影响低渗透储层参数变化的地质因素及特点,建立了有效厚度的物性、电性下限和夹层扣除标准。通过该区目的层段80多口井低渗透储层的精细评价处理,有效地剔除了钙质夹层、泥质夹层、致密层、千砂层和不够标准的差油层,确定了各井油层有效厚度,提高了该区目的层段油藏测井解释和有利区预测的精度,为该区特低渗透油田增储上产提供了可靠依据。     

鲁克沁东区梧桐沟组储层四性关系及有效厚度下限研究

鲁克沁东区梧桐沟组油藏主要以扇三角洲前缘水下分流河道细砂岩、砂砾岩为储层,属于中孔中渗、高孔高渗细喉型储层;含油性主要受岩性和物性的双重控制,细砂岩含油性最好,砂砾岩次之;储层物性越好,含油就越饱满。通过对梧桐沟组储层岩性、物性、电性、含油性特征及其相关关系的研究,制定了该组油层有效厚度判别标准:孔隙度下限为18%,渗透率下限为3×10^(-3)μm(-3)μm²,电阻率下限为3Ω·m,声波时差下限为270μs/m,密度的上限为2.38g/cm3。     

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文章通过对裂缝性储集层的容积系数所反映裂缝性储层储渗层渗性能、并与储层产能间存在密切关系的认识,根据修正后的裂缝孔隙度计算公式,对裂缝孔隙度进行重新计算,建立了h.ψf与ＱＡＯＦ的幂函数关系,从而达到对储层产能进行量化评价目的。文中以裂缝性储层试油井层相对较多的沙罐坪构造为例,根据８口获气井及４口微气井的测井资料,计算其ψf及h.ψf值,探讨并建立了h.ψf－ＱＡＯＦ关系式,该式可进行产能预测。此外,根据储量规范中对不同深度气井工业气流下限的规定,将该下限值扩大４倍转换为不同深度气井的ＱＡＯＦ下限后代入上式求出各工业气流下限值时的h.ψf 值,再将计算出的h.ψf值与相应井深范围内的h.ψf下限值进行比较,当评价层h.ψf大于产工业气流的h.ψf下限值时,确定其为试油层段,否则将其排除在试油层段以外。该方法使裂性储层的评价由定性判断变化为定量评价,避免了靠定性认识选择试油带来的盲目性,有助于提高裂缝性储层的试油成功率。